Le réseau de gaz s’adapte à une consommation en baisse
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Face à la baisse de la consommation de gaz naturel, les opérateurs de réseaux de gaz naturel en France s’ouvrent à de nouveaux marchés, dont l’hydrogène, le biométhane et le transport du CO2.
Des tarifs d’acheminement en hausse
En 2025, la consommation de gaz naturel en France a reculé de 3% par rapport à 2024, pour s’établir à 350 TWh. Cette érosion est structurelle. Par rapport à 2022, la consommation a ainsi chuté de 20%. Tous les secteurs sont concernés : les gros industriels raccordés au réseau de transport, mais aussi la petite industrie, le tertiaire et le résidentiel alimentés par le réseau de distribution. Gains en efficacité énergétique, efforts de sobriété et difficultés de certaines filières industrielles (telle que la chimie) en sont les principales causes.
Pour les gestionnaires du réseau de gaz une question devient centrale : comment rentabiliser les canalisations de gaz si elles sont de moins en moins utilisées ? Pour rappel, les consommateurs de gaz naturel financent la maintenance des réseaux de transport et de distribution de gaz via leur facture d’énergie, à travers la composante acheminement qui comprend le transport, le stockage et la distribution. Au 1er avril 2024, l’ATRT8 (Accès des Tiers aux Réseaux de Transport) avait remplacé l’ATRT7 avec une hausse moyenne de 19%*, puis de 3,41%** deux ans plus tard (au 1er avril 2026), notamment pour prendre en compte la baisse des consommations et du nombre de consommateurs de gaz (ainsi que la hausse des coûts du stockage de gaz).
Au1er juillet 2024, l’ATRD7 (Accès des Tiers aux Réseaux de Distribution) avait quant à lui augmenté de + 27,5%. Au 1er juillet 2026, l’ATRD doit à nouveau se renchérir de 5,87%***. Parmi les raisons invoquées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour cette évolution tarifaire, on trouve « des recettes d’acheminement inférieures à celles prévues ». Pour compenser ces pertes de revenus, les gestionnaires de réseaux de gaz adaptent aussi leurs infrastructures en s’orientant vers de nouveaux marchés.
Les opérateurs de réseaux de gaz en France métropolitaine
Le réseau de transport de gaz est géré par deux gestionnaires de réseau de transport (GRT). NaTran (ex GRTgaz) est l’opérateur principal de transport de gaz à haute pression en France. Il est détenu à 60,8% par Engie. Teréga est l’opérateur historique de transport et de stockage de gaz dans le Sud-Ouest.
Le réseau de distribution de gaz est exploité principalement (à environ 96%) par GRDF. Le reste du réseau de gaz est géré par une vingtaine d’entreprises locales de distribution (ELD).
Hydrogène bas carbone
L’hydrogène a de nombreuses applications dans l’industrie ou le transport. Cependant, la méthode de production la plus courante, le vaporeformage, est basée sur les énergies fossiles et donc fortement émettrice de gaz à effet de serre. C’est pourquoi les technologies de production d’un hydrogène bas carbone et renouvelable suscitent beaucoup d’espoir. NaTran (ex GRTgaz) s’est lancé dans le déploiement de réseaux de transport d’hydrogène en France et en Europe. La filiale d’Engie opère soit par la construction de nouvelles infrastructures, soit par la conversion de canalisations de gaz existantes. NaTran porte ainsi plusieurs grands projets de développement de réseau de transport et de stockage d’hydrogène, à l’instar de mosaHYc. Ce réseau d’hydrogène va relier les bassins industriels de la France, de l’Allemagne et du Luxembourg par conversion de gazoducs existants. Il devrait entrer en service en 2029.
Autre solution : injecter l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel existant. En 2019, plusieurs opérateurs d’infrastructures gazières ont présenté au gouvernement le rapport « Conditions techniques et économiques d’injection dans les réseaux de gaz naturel ». Ils affirment qu’il serait possible d’intégrer de l’hydrogène en mélange dans les réseaux jusqu’à 10% à l’horizon 2030, puis à 20% au-delà. Selon les opérateurs, ces taux sont atteignables avec des adaptations limitées sur les infrastructures existantes.
Captage, stockage et valorisation du CO2 (CCUS)
Une technologie fait l’objet d’études poussées : le CCUS (Carbon, Capture, Utilization, Storage). Cette solution consiste dans le captage, le stockage et la valorisation du CO2. Le CCUS est considéré par l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) comme un levier important pour réduire les émissions de CO2, qui émanent en majorité du secteur énergétique et de l’industrie lourde. L’objectif est de capter le CO2 émis afin de le séquestrer dans d’anciens gisements d’hydrocarbures ou de le réutiliser pour des usages industriels et énergétiques. NaTran s’implique là aussi dans le déploiement d’infrastructures de transport dédiées. Un projet comme Dkharbo prévoit la construction et l’exploitation d’un réseau de canalisation d’environ 30 kilomètres sur la zone industrielle portuaire de Dunkerque, qui concentre environ 20% des émissions industrielles françaises.
Biométhane ou gaz vert
La production de biométhane en France progresse d’année en année. À fin 2025, 802 sites de méthanisation injectaient du biométhane dans les réseaux gaziers français. Cela représente un volume total de 13,5 TWh, en augmentation de 16% par rapport à 2024. Là aussi, les opérateurs gaziers adaptent leurs réseaux pour faciliter le raccordement des producteurs et pour transporter le biométhane d’un territoire à l’autre, en fonction des volumes produits et consommés localement.
Et les opérateurs de stockage de gaz naturel ?
Élément stratégique du marché du gaz en France pour répondre aux pointes des demandes de gaz en hiver quelles que soient les conditions météorologiques, le stockage dispose d’une capacité de 130 TWh et doit également s’adapter à la baisse structurelle de la demande.
Les coûts de stockage ont suivi les tendances haussières des coûts d’acheminement (inclus dans l’ATRT) mais aussi les axes de diversification de la filière en réorientant leurs infrastructures vers de nouveaux usages énergétiques. Les cavités souterraines, historiquement dédiées au gaz naturel, deviennent des réservoirs stratégiques pour l’hydrogène bas‑carbone et les gaz renouvelables, avec de premiers projets pilotes opérationnels entre 2025 et 2028. Parallèlement, les stockages soutiennent le développement du biométhane, en assurant la flexibilité saisonnière indispensable à un système gazier plus intermittent. Ainsi leur rôle évolue vers celui d’actifs multi‑énergies, capables de stocker hydrogène, CO₂ ou chaleur (2030-2040). Cette diversification garantit la pérennité économique des sites tout en soutenant la transition énergétique française.
Les opérateurs de stockage :
- Storengy, filiale d’ENGIE à 100 % : 75 % des capacités de stockage sur le territoire national.
- Teréga, 25 % des capacités de stockage en France (essentiellement dans le Sud-Ouest) et acteur majeur des échanges gaziers avec l’Espagne.
